电厂生产事故汽机典型事例剖析

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1、电厂生产事故汽机典型事例剖析案例19#3机TV1阀运行中突然关闭事故一、事故经过2004年8月8日,#3机组负荷301MW,主蒸汽压力16.7Mpa,汽轮机顺序阀控制,“机跟炉”投入,高压调门GV1、2、4、5、6全开,GV3开度为19%o21:05:15,发现负荷突然急剧下降到247MW,且继续快速下降,汽包水位、主蒸汽量、给水量也随之快速下降,主蒸汽压力则快速上涨,汽机值班员检查发现汽轮机左侧高压主汽门(TV1)关闭,反馈到0,高压调门GV1、2、4、5、6、3全开,“机跟炉”已自动解除,立即通知锅炉值班员快速减负荷。21:05:40,锅炉值班员打掉#3A磨煤机,同时快速减少给煤量,同时

2、紧盯锅炉给水画面,严密监视汽包水位,以及汽动给水泵出力情况;汽机值班员则密切监视主蒸汽压力上升情况,同吋快速浏览EH油系统、汽轮机TSI监视画面,检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、胀差等均止常,无大的变化,但#1、2瓦温度上升较快,由#1瓦温度由79°C上升至86°C,#2瓦温度由74°C上升至81°C。电气值班员作好切换厂用电的准备。21:05:51,机组负荷降至235MW,主汽门前压力由最高的18.3MPa(炉侧主蒸汽压力18.65MPG开始回落,汽包水位最低达一170俪。就地检查汽轮机左侧高压主汽门(TV1)在完全关闭位置,但其EH油系统无明显异常,保持汽轮机在“操作员自动”控制方

3、式,使右侧高压调门GV2、4、6确保完全开启,继续滑降主汽压。将#3机组情况汇报值长,联系热工检修人员处理。21:24分,开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水手动门。同时继续减负荷至184MW。#1瓦温度由最高的92.3°C.#2瓦温度由最高的83°C开始缓慢下降。为防止汽轮机左侧高压主汽门(TV1)突然开启,造成汽包出现虚假水位,以及避免瞬间对汽轮机造成较大冲击,派人去就地关闭左侧高压调门GV1、3、5油动机进油门,将GV1、3、5强制关闭。GV1、3、5关闭后,左侧高压主汽门(TV1)多次突然开启至17%,过一段吋间后乂自行关闭。21:35,机组负荷减至165MW,#1瓦温度稳定在89°C

4、,#2瓦温度稳定在81°Co23:10,检修更换了左侧高压主汽门(TV1)伺服阀,开启主蒸汽管道疏水电动门、高压导汽管疏水气动门进行疏水后,将左侧高压主汽门(TV1)恢复开启,并将左侧高压调门GV1、3、5指令强制为0,然后开启GV1油动机进油门,再由热工逐渐给指令,缓慢开到计算机的内部计算指令位置,同样将GV5、3恢复相应开度。23:40左侧过热蒸汽系统恢复正常,#1、2瓦温度也回落到正常值,观察一段时间无异常后,逐渐加负荷,00:03,启动打掉的#3A制粉系统,8月9日00:30,负荷逐渐加满,左侧高压主汽门(TV1)未再出现异常。二、事故分析总结1、热工人员对事故认真分析后,认为可能是

5、由于左侧高压主汽门(TV1)的伺服阀长期处于较高的温度环境,导致伺服阀线路板上的电子元件出现问题引起的,并提出“关闭左侧高压主汽门(TV1)油动机进油门,更换左侧高压主汽门(TV1)的伺服阀”的建议。2、运行人员发现及时,分析判断准确。从故障出现到打开相关画面查找确认具体故障设备,整个过程不到10秒钟。为事故处理争取了宝贵的时间。3、在发现主蒸汽压力则快速上涨,当确认了事故原因后,立即果断地采取正确的措施:打掉#3A磨煤机,迅速减负荷。快速有效地控制住了汽压的上升,避免了安全门动作。4、在事故处理过程中运行人员密切监视汽包水位,汽动给水泵出力情况、高加水位、汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、

6、轴承温度、胀差等参数变化情况,适当调整,保证了这些参数的在正常范围内,5、运行人员及时关闭左侧高压调门GV1、3、5油动机进油门,将GV1、3、5强制关闭,以及开启主蒸汽管道疏水、高压导汽管疏水,也是十分必要的。检查汽轮机轴向位移、振动、推力瓦温度、轴承温度、胀差等参数变化情况,是我们决定是否需要停机或继续减负荷的依据。案例20#6机大机润滑油泄漏事故、事件经过2004年6月24口,汽机二班接到运行缺陷“#6机大机A冷油器底部放油门关不严有滴油”,安排谏壁电厂工作人员进行处理。10:00经检查发现A冷油器底部放油门格兰处渗漏。在未办理工作票和通知运行人员的情况下,检修人员XXX便用手将格兰拧

7、了两三圈,随即用扳手复紧格兰,复紧过程中A冷油器底部放油门从根部断裂,大量压力油从断口喷出。检修人员XXX立即跑到集控室告知运行人员。运行人员立即将A冷油器切换到B冷油器运行。检修人员用塞子对断口进行封堵,因压力大、油温高,多次封堵至10:40分封堵成功。此次泄漏主油箱油位由1560mm降到1360mm。约10:50分汽机二班迅速组织人员对#6机主油箱补油和现场漏油的清理工作,约12:00时#6机主油箱油位补

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